稠油油藏边水突进影响因素分析

罗 波 娄小娟

中国石油大港油田公司勘探开发研究院, 天津 300280

0 前言

国内外稠油油藏的开发主要采用蒸汽驱、SAGD、火驱等技术[1-2],开发过程具有高投资、高风险的特点[3]。R油田是海外小型稠油边水油藏,在国际油价低迷的形势下,大型增产措施无法实施[4-5],油井水淹速度快,产量形势严峻,油藏开发面临着经济、技术双重困难[6]。为实现海外油藏低投入、高收益的目标,开展油藏边水推进特征研究[7],充分利用天然能量,实现稠油边水油藏的经济、高效开发[8],提高海外市场竞争实力。

1 概况及存在问题

R油田位于乍得X盆地西南部,受两条大断层控制,形成南高北低的一个断鼻构造。油藏埋深为950～1 100 m,主要含油目的层为白垩系。发育浅湖-半深湖、扇三角洲沉积为主。储层物性较好,平均孔隙度18.7%,平均渗透率0.237 μm2,属于中孔中高渗储层。具有统一的油水界面,含油面积5.1 km2,水体面积为含油面积的35倍,边水能量充足。地层原油黏度67 mPa·s,原油密度0.93 g/cm3,是一个受构造控制的小型边水稠油油藏。2009年投产共钻遇油井19口,投产至今累计产油28.2×104m3,采出程度4.1%,综合含水率35.7%,采油速度0.35%。

R油田属于稠油边水油藏,油水黏度比高,边水极易突进[9]。随着开发的进行构造低部位油井水淹严重,85%以上的油井进入高含水阶段,产量递减速度快。部分构造高部位油井也受到影响,单井产量下降[10]。油藏开发面临着“水驱波及面积小,有油采不出”的困境。因此控制边水推进形态,减缓边水突进速度,防止油井水淹,成为影响油藏产量的关键点[11]。

2 边水突进特征

对工区各部位油井的生产动态数据进行分析研究[12],认为R油藏边水突进具有以下两个特征:

1)单井无水采油期的长短与边水距离有关。对R油藏19口油井的无水采油期与边水距离进行统计分析,结果显示单井无水采油期的长短与边水距离相关。构造中高部位油井距边水距离较远,平均无水采油期305 d。构造低部位油井距离边水较近,平均无水采油期较短，仅51.4 d,见表1。线性回归过程中,二者表现出较高的相关性,见图1,符合层状边水油藏的开发特征。

2)边水突进受储层非均质性影响。单井综合含水率总体上呈现构造低部位油井综合含水率高于构造中高部位油井综合含水率的特征,但受储层非均质性影响,部分油井综合含水率异常。如图2所示位于构造中部位的油井R13井,无水采油期仅45 d,综合含水率74%进入高含水阶段,综合含水率异常。经分析发现该井位于储层高渗透带,边水突进引发单井水淹。

因此,储层非均质性及单井与边水的距离,是影响边水突进的主要因素。

表1 无水采油期统计表

井名无水采油期时间/d平均无水采油期/d构造位置R 1-180R 1-1913R 218R 1-1220R 1-244R 1-455R 1-2090R 1-8103R 1-512051.4低部位R 1-1345R 1-6105R 1-15120R 1402R 1-14430R 1-10480R 1-11550305中高部位

图1 无水采油期与边水距离图

图2 部分区域边水突进图

3 优化单井日产液量

常规的单井配产对油藏开发效果的影响不明显,主要考虑油层有效厚度的差异[13],采用经验公式或者无因次采油采液指数进行计算即可[14]。稠油边水油藏油水黏度比大,单井日产液量不合理极易引发边水突进,造成油井水淹单井产量急速下降[15],因此常规油藏的单井配产方法无法满足稠油边水油藏的开发需求;为提高单井配产精度,开展精细油藏数值模拟研究,高精度还原油藏开发历程及现状,量化储层非均质性及边水距离对边水突进的影响,优化单井日产液量[16]。

通过数值模拟分别计算不同渗透率、不同边水距离下,油井的合理日产液量,通过多元回归,量化该油藏单井日产液量与边水距离和储层非均质性的相关性[17]。如渗透率为0.1 μm2时,分别计算边水距离为158.0、230.1、266、315.5和409.5 m时的单井累计产油量,见图3。由此计算出当前条件下,合理单井日产液量与边水距离的关系,见图4。其次开展同一位置不同渗透率下合理单井日产液量研究,计算出合理单井日产液量与边水距离及渗透率的关系[18],见表2。通过多元回归,得到R油藏单位厚度下,合理单井日产液量与边水距离、渗透率的计算式(1)。

PL= 0.006 3×L+1.76×log(k)-2.46

R2=0.93

(1)

图3 累产油量与日产液量关系曲线图

图4 合理单井日产液量与边水距离曲线图

表2 不同边水距离及渗透率下合理单井日产液量表

渗透率/10-3 μm2不同边水距离下的单井合理日产液量/(m3·d-1)158 m230.1 m266 m315.5 m409.5 m537 m200.831.281.511.822.413.21751.842.292.522.833.424.221002.062.512.743.053.644.442502.763.213.443.754.345.143503.013.473.694.014.65.44003.123.573.84.114.75.5

4 实施效果

R油田的主力含油层系为KI-4,占总地质储量的75%,投产油井8口;砂体整体发育稳定、连片,平均油藏厚度5 m,计划日产液149.1 m3/d;对主力层系单井分别采用无因次采油采液指数法及公式法优化方法进行配产,见表3;投产10 a后,单井日产液量优化后方案累计产油8.37×104m3,采出程度19.7%,与优化前相比累计增油1.36×104m3,采收率提高3.2个百分点,最高含水相差15个百分点。因此,在稠油边水油藏的开发过程中,优化单井日产液量能有效调整边水推进形态[19],延缓边水突进速度,提高油藏的采出程度,是R油田这类小型边水稠油油藏在低油价下可实施的有效增产措施之一[20]。

表3 主力层系合理单井日产液量表

井名距边水距离/m渗透率/10-3 μm2公式法计算日产液量/(m3·d-1)无因次法计算日产液量/(m3·d-1)R 1-1810515310.218.6R 1-1915017412.118.6R 128134818.918.6R 1-1529828618.718.6R 1-1429924518.118.6R 1-1334831720.718.6R 1-1048020823.218.6R 1-115503172718.6合计149.1149.1

5 结论与认识

1)小型边水稠油油藏的开发呈高含水、低采出程度的特征,开发过程中面临着经济、技术双重困难。优化单井日产油量能有效控制边水形态,充分利用天然能量减缓产量压力,是低油价环境下小型稠油油藏稳产增效的新思路。

2)单井生产动态数据能有效表征边水突进特征,小型稠油边水油藏边水突进,受储层非均质性及单井与边水的距离影响。

3)常规的单井配产方式无法满足小型边水稠油油藏的开发需求。考虑单井与边水的距离及储层非均质性优化单井配产,可有效调控边水推进形态,减缓边水突进速度。